La llegada del invierno en el hemisferio norte encuentra a Europa en una situación energética delicada. Los precios del gas y de la electricidad se mantienen altos, tanto en el mercado como entre los temas de la agenda política y social europea. En el Dutch TTF, principal punto de comercio virtual de gas en Europa, los contratos de futuro a un mes se moderaron luego de registrar subas impactantes, pero la tensión persiste. Tomas Marzec-Manser lidera el área de Gas Analytics de Independent Commodity Intelligence Services. ICIS es una empresa con una larga trayectoria en el seguimiento de los mercados de commodities en Europa y a nivel global. Desde Londres, Marzec-Manser explicó a EconoJournal los problemas que hubo con el abastecimiento del gas durante el 2021 y el panorama para el invierno y más allá. “Europa seguirá teniendo precios relativamente altos al menos hasta el verano de 2023 e incluso podría durar más tiempo”, señaló.

-Los precios del gas en Europa subieron considerablemente este año, con unos días de enorme volatilidad de precios en el mercado europeo. ¿Es un año excepcional o existen antecedentes?

-El 2021 es sin duda un año excepcional para el mercado europeo del gas. ICIS ha estado siguiendo este mercado desde que se liberalizó hace unos 25 años. Nunca se ha visto tanta volatilidad en los precios en el mercado europeo. Los precios nunca han sido tan altos. El nivel de nerviosismo que rodea al invierno que se avecina es grande, en términos de que el equilibrio entre la oferta y la demanda nunca ha sido tan ajustado. Este es un año excepcional que sigue a otro excepcional. Los precios en el verano de 2020 fueron los más bajos en décadas. Pero luego hemos pasado a fácilmente los precios más caros que jamás hayamos visto. Y los precios siguen siendo extremadamente caros y altos.

-¿Cuánto subieron los precios este año?

-Para ponerlo en perspectiva, en dólares por MMBTU en el mercado TTF, los precios en los contratos front month en la pre pandemia se negociaban en general entre 3,20 dólares como mínimo y ciertamente no más alto de 14,40 dólares. Estos precios bajos y altos son más o menos los vistos en los últimos 15 años. En el verano de 2020, en medio de la pandemia, llegamos a un mínimo de 1,15 dólares por MMBTU y este año un precio de cierre máximo de 39,76 dólares. Actualmente, en el día de ayer (miércoles 24 de noviembre) fue de 26,60 dólares. Como puede ver, estamos en un nivel de precios diferente al que veníamos teniendo.

-Se suele decir que esta situación en Europa es una crisis debido a la falta de suministro de gas. ¿Está de acuerdo con esa caracterización?

-Ciertamente, llegó menos gas a Europa durante el verano y eso es visible por el hecho de que muchas unidades de almacenamiento de gas normalmente agregan reservas durante los meses de verano, pero esta vez no fueron tan altas como normalmente ocurre. Personalmente no uso la palabra crisis, no estamos en una crisis. Lo que nos enfrentamos es a un primer trimestre de 2022 extremadamente ajustado. Cuando el mercado está a un precio extremadamente alto refleja lo que se supone que debe hacer el mercado, que es generar un aumento de la oferta y una disminución de la demanda. Ese es un mercado que funciona correctamente y como se supone que debe hacerlo, para advertir cualquier desajuste entre la oferta y la demanda que pudiera ocurrir. Pero los precios se mantienen elevados porque de momento no parece que se haya logrado plenamente ese objetivo de hacer que llegue más gas o de reducir la demanda.

-¿Cuáles fueron las primeras señales en el mercado de que Europa podría enfrentarse a una falta de oferta de gas?

-Al final del invierno pasado, alrededor de marzo y abril, todavía estábamos usando gas de almacenamiento para equilibrar nuestros mercados de gas. Y eso sucedió en abril e incluso en mayo. Históricamente, la reinyección de gas en almacenamiento en Europa comienza a principios de abril. Debido a que tuvimos un invierno muy largo y frío que duró tal vez seis semanas más de lo habitual, la campaña para inyectar gas nuevamente en almacenamiento comenzó seis semanas más tarde de lo habitual y desde un nivel de gas almacenado por debajo de lo habitual. Esto ya era una señal de que el próximo invierno sería ajustado y, a medida que avanzábamos durante el verano, las fuentes de flexibilidad adicional a las que el mercado europeo del gas podría recurrir en términos de suministro flexible adicional no empezaron a aparecer. Las principales fuentes de suministro a Europa son el gas noruego, el gas argelino, el gas ruso, el mercado de GNL, más un poco de gas de Libia y Azerbaiyán. Pero cuando el mercado es más corto de lo normal, lo que solemos ver es un aumento en los arribos de GNL o envíos de Rusia. Y este verano no tuvimos ninguno. Sin GNL extra, sin gas ruso extra. De hecho, en lo que respecta al GNL, Sudamérica y especialmente Brasil están recibiendo este año más GNL que el año pasado debido a la escasez de energía hidroeléctrica. Absorbieron parte del GNL extra en la cuenca atlántica, proveniente en su mayoría de los Estados Unidos. Pero, por supuesto, la razón principal es que la demanda de GNL en el este de Asia y principalmente China es mucho mayor de lo habitual y esos mercados se preparan para pagar aún más por ese GNL que los compradores europeos. Por lo tanto, cualquier cargamento extra también fue allí. También tuvieron una sequía que afectó su generación hidroeléctrica.

-¿Cómo se comportó el suministro de gas ruso a lo largo del año?

-Rusia este año está produciendo más gas que nunca. Está exportando grandes cantidades de gas. Lo que no puede o no ha podido hacer es vender gas en el spot, gas flexible, en el noroeste de Europa, que es donde se basa el TTF, el mercado líquido. Rusia tuvo sus propios problemas internos. Tuvo algunos incidentes importantes que afectaron la producción. Hubo un incendio que eliminó parte de la misma. Pero las causas probablemente más importantes fueron dos. Una es la campaña de almacenamiento de gas en Rusia, que fue un hecho clave. Exactamente como en Europa, el almacenamiento de gas en Rusia fue extremadamente bajo en marzo y abril. Para reponer el gas en almacenamiento en Rusia, Gazprom y otros productores tuvieron que inyectar entre un 30 y un 40% más de gas de lo habitual. Ese 30 a 40% adicional es exactamente una fuente de volúmenes que habrían equilibrado el mercado del gas en el noroeste de Europa. La otra fue que algunos mercados que Gazprom también abastece estaban consumiendo más gas ruso que en tiempos recientes. Turquía y China están recibiendo más gas ruso de lo habitual. Todo esto significó que hubo menos volúmenes flexibles de Gazprom disponibles durante este verano. Lo que implicaba que Europa no podía rellenar con gas comprado en el mercado spot y que Gazprom tampoco podía rellenar sus propias unidades de almacenamiento en Rusia, pero tampoco las que tiene en Alemania y Austria.

-El gasoducto Nord Stream 2 entre Alemania y Rusia es otro factor que el mercado está observando de cerca. Se generó la expectativa de que el gasoducto podría estar operativo este invierno y que esto ayudaría a llevar más gas a Europa Occidental. ¿Qué impacto real tendría la puesta en marcha de Nord Stream 2 en este contexto?

-Depende de si cree que Nord Stream 2 traerá gas adicional o si cree que simplemente moverá el mismo gas que actualmente fluye a través de otras rutas hacia el mercado europeo. Ciertamente, mirando más allá de este invierno y las expectativas de la demanda en Europa y de producción y suministro de las exportaciones de Gazprom, todo sugiere que en tiempos normales no hay ningún gasoducto existente que pase por Polonia y lleve gas a Alemania que pueda seguir funcionando cuando Nord Stream 2 también esté operativo. No hay suficiente demanda de gas como para que Gazprom utilice todos estos diferentes sistemas de gasoductos. Por lo tanto, Nord Stream 2 se convertirá en una de las rutas preferidas para comercializar por encima de algunas de las tuberías más antiguas existentes. No anticipamos un cambio significativo en los volúmenes totales entregados en el noroeste de Europa debido a Nord Stream 2. Sin embargo, es posible y plausible que Gazprom espera poder proporcionar un volumen adicional durante este invierno a través de Nord Stream 2 mientras se mantienen los volúmenes a través de otras rutas también. Por lo tanto, Europa recibiría algunos volúmenes adicionales durante un breve período de tiempo. El mercado ciertamente se comporta de tal manera que ve las fechas de finalización de Nord Stream 2 como un factor clave en el precio, y cuando vemos que se producen retrasos en Nord Stream 2, vemos que aumenta el precio en el TTF. Lo que sugiere que el mercado cree hasta cierto punto que el gasoducto sería portador de un gas extra durante este invierno. Hemos visto un nuevo retraso en las últimas semanas. La mitad del gasoducto está operativo, pero aún no tiene las certificaciones necesarias para entregar el gas.

-¿Cuál es la situación con el suministro de gas para el invierno? ¿Cómo está Europa ahora mismo?

-Hemos visto en el noroeste de Europa menos volumen procedente de Rusia que en la época anterior a la Covid-19, pero esto se compensa en cierta medida con más volumen procedente de Noruega. Noruega está suministrando un poco más de gas y en la última semana o dos también hemos comenzado a ver llegar más gas a Europa. Lo que, en todo caso, no tiene que ver con el precio spot, porque ahora la diferencia entre el precio del GNL asiático y el precio del GNL europeo es incluso mayor de lo que era. Pero actualmente hemos visto un pequeño cambio en las llegadas de GNL a Europa, lo que sugiere que los compradores están optimizando sus contratos de largo plazo para entregar en un período de tiempo pequeño. Lo cual es bueno porque los mercados lo necesitan ahora. El gas en almacenamiento, que se ubica en niveles entre un 15 y un 20% por debajo de lo normal, no está siendo retirado tan rápido. De lo contrario, lo estaríamos agotando y eso volvería a generar preocupación y presión en el precio del gas en enero y febrero en particular.

-¿Cuál es el riesgo real que Europa podría enfrentar el próximo invierno?

-El riesgo por el lado de la demanda está impulsado casi en su totalidad por el clima. Los precios del gas son tales que, incluso en esta semana, hemos visto un precio del carbono que alcanzó un máximo histórico de 70 euros por tonelada de CO2. Por lo tanto, tiene más sentido comercial quemar carbón y lignito que quemar gas. El gas es muy caro, por lo que vemos una respuesta significativa de la demanda del sector eléctrico para reducir el consumo de gas del sector eléctrico. Eso está reduciendo temporalmente el consumo hasta cierto nivel, que no es mucho. Por lo tanto, una vez que se elimina la necesidad de aumentar la generación a gas, el riesgo, como dije, se debe en gran medida a las perspectivas de un clima inusualmente frío. Un evento meteorológico a corto plazo como “la bestia del este” pondría a prueba los límites del sistema. Pero el problema real no es solo si tenemos una tormenta de nieve o un período muy frío como ese. Es cuándo ocurrirá. Si tuviésemos ahora un evento así no sería tan malo, pero con el correr del invierno y el uso del gas en almacenamiento un evento de este tipo tendrá más impacto, porque si ha usado más gas de su almacenamiento entonces hay menos tiempo para responder al impacto de tener que retirar mucho más gas de los almacenes en un período de tiempo muy corto. Así que ahora existe la preocupación de que si esa situación vuelve a ocurrir, esa demanda de gas en ese momento no podrá ser satisfecha. Se convertirá en un problema si ocurre en las últimas semanas del invierno.

-¿Cuánto durará esta situación de altos precios del gas?

-Cuando vemos los precios en el TTF y el GNL a nivel global para los próximos dos años todo sugiere que el mercado global del gas se mantendrá físicamente ajustado durante algunos años. Europa seguirá teniendo precios relativamente altos al menos hasta el verano de 2023 e incluso podría durar más tiempo. Incluso si no hay problemas de suministro durante el verano de 2022, es bastante fácil suponer que terminaremos este invierno con niveles de gas en almacenamiento muy, muy bajos. Que es exactamente la primera señal de la que habíamos hablado antes.